El abanico de campos petroleros que tiene México, se está poniendo a prueba con la caída de los precios del petróleo en el mercado internacional, pues algunos podrían perder rentabilidad y dejar de ser atractivos, incluidos los que podrían adjudicarse a la Iniciativa Privada (IP) en la llama-da Ronda Uno, como es el caso del Area de Perdido en los límites marítimos con Es-tados Unidos.
En cambio, otros podrían soportar una caída de hasta 32 dólares en el precio del crudo y seguir siendo rentables, como es el caso del ac-tivo Crudo Ligero Marino.
El propio secretario de Energía (Sener), Pedro Joaquín Coldwell, consideró que los mercados internacionales “nos están mandando señales de volatilidad, que puede ser de corto y mediano plazo”.
El jefe de la Unidad de Coordinación de Políticas de Exploración y Extracción de Hidrocarburos de la Sener, Guillermo García Alcocer, reconoció que la caída de los precios del petróleo le restará interés a algunos de campos que serían licitados como parte de la llamada Ronda Uno, especialmente aguas profundas y áreas con recursos no convencionales.
Sin embargo, «la gran mayoría tiene costos de producción de entre 15 y 20 dólares por barril y puede resistir caídas del precio del petróleo mayores a las que tiene el mercado».
Cuestionado sobre hasta qué nivel de caída de los precios del crudo pueden soportar los campos petroleros operados por Pemex para no perder rentabilidad, precisó que a partir de la emisión de las prebases que se lanzarán como parte de la Ronda Uno, en donde participará la iniciativa privada para la asignación de bloques petroleros, «iremos conociendo qué empresas se establecerán y esto nos va a marcar qué interés hay y en qué tipo de yacimiento».
La caída del precio promedio de la mezcla mexicana entre junio (cuando alcanzó su máximo nivel del año, 99 dólares por barril) a octubre es de 19.65%. Esto no sólo pone en riesgo las inversiones previstas con la asignación de bloques petroleros al capital privado, calculadas en 50 mil millones de dólares para los próximos cuatro años, sino que obligan al gobierno a revaluar planes de desarrollo de campos que actualmente explota.
De acuerdo con los últimos dictámenes realizado por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) a los principales yacimientos para evaluar si los proyectos de explotación son rentables, realizados a finales de 2013 y hechos públicos, una de las principales variables que es considerada como factor crítico en la viabilidad de cada proyectos es el precio del petróleo, lo que podría afectar el desarrollo tanto de los activos en explotación como los considerados para ser adjudicados al capital privado como parte de la apertura que trajo consigo la reforma energética.
En el caso de Cantarell, que es uno de los principales activos donde se extraen actualmente 286 mil barriles diarios, el último dictamen técnico del programa de explotación hecho público fue julio de 2013. En ese momento, para determinar si ese proyecto era «rentable o no» y si la opción seleccionada por Pemex era la más rentable se establecieron paráme-tros y supuesto económicos-financieros.
Se fijó un precio del petróleo crudo en tres rangos: máximo de 115.6 dólares por barril; medio de 83.1 dólares; y, mínimo de 56.2 dólares.
Considerando otra serie de factores, la CNH determinó que “después de impuestos, el proyecto Cantarell dejaría de ser rentable si: la producción de hidrocarburos se contrae 3%; los costos aumentan 3%; y el precio del aceite cae en 4%”.
Es decir, el precio del petróleo tendría que caer a 53.9 dólares por barril, según estos parámetros, para que Cantarell dejará de ser rentable. Con los precios actuales, podría soportar una caída de hasta 25.94 dólares por barril para dejar de ser rentable.
Aunque el efecto de la caída de los precios en el plan de explotación de Cantarell podría verse reflejado en los ingresos que se esperaban obtener.
Uno de los proyectos de exploración que fueron incluidos para ser adjudicados en la Ronda Uno es Han, ubicado en aguas territoriales del Golfo de México Profundo. En este caso, la CNH consideró en mayo de 2013, que el análisis económico de proyectos como éste implica mayor esfuerzo de desarrollo o en explotación. Para este proyecto, Pemex presentó un precio del petróleo 89.7 dólares por barril.
Consideró además que las probabilidades de éxito comercial en las diferentes áreas del proyecto varían entre 8% y 27%, por lo que existe un elevado grado de incertidumbre.
Por ello, dictaminó que después de impuestos, el proyecto dejaría de ser rentable si existen los siguientes cambios en las condiciones iniciales: el precio del aceite se reduce en 26%; la producción de hidrocarburos se contrae en 4%; y los costos suben 5%.
Esto significa que Han dejaría de ser rentable si los precios del petróleo se sitúan por debajo de los 66.37 dólares por barril en el mercado internacional.
Perdido es otro de los activos considerados para adjudicarse, ya sea a Pemex, a la IP o en sociedad, y se encuentra en los límites marítimos fronterizos con Estados Unidos.
La última evaluación del proyecto realizada en mayo de 2012, señala que el programa de explotación de estableció sobre la base de 74.8 dólares por barril.
El precio fijado para efectos presupuestales de 2015 es de 79 dólares por barril, por lo que una caída adicional 4.2 dólares por barril dejaría a Perdido fuera del rango de la rentabilidad que demanda los inversionistas, si estos valores siguieran vigentes.
